四川盆地北斜坡台缘带边缘灯影组四段（灯四段）源储配置关系优越，勘探潜力巨大。在沉积和溶蚀的双重作用下，研究区灯四段储层纵横向均表现出很强的非均质性，已钻井测试产量普遍较低。前人研究认为北斜坡优质储层的发育是控制灯四段气藏规模的关键因素，如何识别优质储层，成为灯四段丘滩体储层预测及目标优选的关键所在。针对传统储层地震识别预测存在明显的多解性问题，和测井数据和岩心能反映地层实际特征这一事实。从已钻井的成像测井资料出发，对比岩心孔洞发育特征，优选优质储层层段，标定合成记录和地震剖面，总结灯四段优质储层测井及地震响应特征，再通过正演模拟、古地貌分析、地震属性分析和储层预测等方法，建立研究区优质丘滩体储层识别模式，明确优质储层纵横向发育特征，精细刻画岩性圈闭及优质丘滩体储层平面展布特征，为北斜坡灯四段勘探开发提供技术支撑。研究表明：优质丘滩体储层主要发育在灯四上亚段中上部，厚度在10~60 m不等，横向上与古地貌耦合关系较好，主要分布在近台缘古地貌高部位。
随着油气勘探向深部拓展，深层致密砂岩气已成为当前重要的勘探领域，但其储层非均质性强，相对优质储层分布规律不清为致密砂岩气的规模有效开发带来较大困难。以川西新场地区须二段深层气藏为例，以岩心观察、薄片鉴定、物性测试等分析测试为手段，系统开展了深层致密砂岩储层的岩石学、储集性能、成岩作用与构造破裂作用研究，进一步明确了相对优质储层类型及差异控储作用。研究表明：新场地区须二段致密砂岩储层可划分为极致密储层、裂缝型、孔隙型和孔隙—裂缝型4种储层类型，其中孔隙型、孔隙—裂缝型为有效储层类型。致密砂岩储层的形成与沉积环境、粒度、成岩及构造破裂作用关系密切，不同类型储层之间差异控储作用明显。总体上，沉积是基础、差异成岩与构造破裂作用是关键。其中，极致密储层可形成于不同的沉积环境，但相对细粒及富岩屑类砂岩为其形成的物质基础，强烈的压实与胶结作用是其孔隙不发育的主要因素，裂缝型储层则是极致密储层的基础上叠加了构造破裂作用；孔隙型储层主要形成于相对高能水下分流河道、河口坝，岩性以富含长石的中粗粒砂岩为主，溶蚀与绿泥石衬垫胶结作用是其孔隙形成的关键，相控作用明显，而孔隙—裂缝型储层则是在孔隙型储层基础叠加了构造破裂作用，具有“相断”双控性。
针对川东涪陵地区凉高山组砂岩储层孔隙类型多样、非均质性强、优质储层特征及成因机制研究薄弱的问题，应用铸体薄片、扫描电镜、压汞、核磁共振及岩心微米CT等手段，系统研究了凉高山组砂岩储层在微观孔喉结构、流体可动性、物性、成岩作用等方面的差异，建立了凉高山组砂岩储层分类评价标准，明确了优质储层成因及主控因素。结果表明：①凉高山组发育3类储层，I类储层压汞曲线为下凹型，储集空间为原生粒间孔、粒内溶孔，发育大孔—细喉结构，连通性好，流体可动性>30%，含油气饱和度>65%，是有利的勘探目标。②凉高山组河道砂岩储层为相控孔隙型储层，规模较大的主河道砂体厚度大，砂岩粒度粗，分选好，是优质储层发育的基础。③压实作用及碳酸盐胶结是储层致密化的主要原因，薄膜状绿泥石抑制硅质、碳酸盐胶结物生长，利于原生粒间孔隙、喉道保存，平面上靠近生烃中心、纵向上贴近烃源岩层的砂岩溶蚀作用强，储集空间得到进一步改善，研究成果为后续勘探部署提供了地质依据。
近期川中北部地区茅口组白云岩储层勘探获重大突破。为探讨白云岩储层成因，通过岩心观察、薄片镜下观察、阴极发光、激光原位主微量元素分析和U⁃Pb同位素定年等技术手段，对川中北斜坡地区茅口组白云岩储层进行了系统的地球化学特征研究，建立了研究区茅口组白云岩的成岩序列，并厘定了各类型白云岩的成岩流体特征，最终建立了研究区茅口组白云石化模式。主要认识有：①研究区主要发育生屑白云岩、晶粒白云岩和鞍状白云岩3种类型白云岩，根据岩石学特征和地球化学特征建立的成岩序列为第一世代生屑白云岩（D1⁃1）→第二世代它形细晶白云岩（D2⁃1）→第三世代非典型鞍状白云岩（SD1）→第四世代典型鞍状白云岩（SD2）→第五世代砂糖状白云岩（D2⁃2）。其中残余生屑白云岩先后受到第二世代它形细晶白云岩和第三世代非典型鞍状白云岩的影响所形成。②白云岩的地球化学特征均显示出明显的Ce负异常和Y正异常特征，表明各类型白云岩受到海源流体及其衍生流体不同程度的影响。同时各类型白云岩甚至生屑灰岩的部分样品存在δEu值正异常，表明存在后期构造—热液作用。③在同生期—中深埋藏期先后发育5期白云石化作用，在同生期—准同生期先后发生第一期白云石化作用和第二期白云石化作用，形成生屑白云岩和它形细晶白云岩等白云岩基质；在准同生期—浅埋藏期受构造作用的影响发生2期构造—热液白云石化作用，形成鞍状白云岩，并交代部分基质白云石；进入中—深埋藏期的第五期白云石化作用交代生屑白云岩和它形细晶白云岩形成大量砂糖状白云岩。④第一期白云石化作用和第二期白云石化作用由于发生时间很早，有利于原生孔隙的保存，第三期白云岩化作用和第四期白云石化作用属于典型的构造—热液白云石化作用，对白云岩储层的孔隙建造和破坏作用并重，而第五期埋藏期白云石化作用是在封闭体系中发生的，是研究区白云岩储层形成的最重要的成岩作用。
随着新区、新层系勘探力度持续加大，鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马五6亚段—马四段天然气勘探取得重大突破，盐下天然气的来源及勘探潜力问题备受关注。应用地质、地球化学方法，在明确天然气地球化学特征、成因及来源的基础上，对其源岩的沉积环境、有机地球化学特征、空间发育规模及资源潜力开展综合研究。结果表明：①奥陶系盐下天然气以“高温裂解干气”为主，其中，低（不含）硫天然气的δ13C1值偏低，平均值为-39.6‰，δ13C2值为-35.6‰~-25.8‰，变化幅度大，高硫天然气的δ13C1、δ13C2值均偏高，反映TSR作用阶段不同，天然气组分及碳同位素组成受影响程度不同；②盐下天然气属于自生自储“油型气”，供气源岩为奥陶系盐下海相烃源岩；③奥陶系盐下发育黑色泥质岩、暗色泥质云岩（云质泥岩）和薄层藻泥晶灰岩3种烃源岩类型，除泥晶灰岩外，主要形成于高盐缺氧的局限海潟湖沉积环境，沉积水体分层显著，属还原环境；该套源岩有机质丰度较高，TOC平均值为0.45%，生烃母质以菌、藻类为主，有机质演化达到高-过成熟阶段，总生气量约为43.8×1012 m3，可为远离上古生界气源的盐下有利储集体供烃。
南海北部琼东南盆地深水区宝岛凹陷北部断阶带资源潜力巨大，然而深水深层天然气输导体系不清、运聚过程不明，制约了该地区乃至南海北部的油气勘探进展。因此，基于琼东南盆地深水区宝岛凹陷北部断阶带构造沉积与储层特征，建立地质模型，并设计3种模拟宝岛凹陷北部断阶带天然气运聚的物理模型，据此开展油气成藏物理模拟实验，深入分析研究区主要通源断层在不同启闭条件下对天然气成藏的影响。结果表明：①断层封闭性和储层相带、物性是控制天然气运聚的重要因素，而由于超压驱动作用，断层封闭性具有相对性：断层在封闭状态下，对天然气运移起到遮挡作用，但随充注压力的增加具备幕式开启的可能，且断层在开启状态下对天然气运移无遮挡作用；②在陵水组三段与三亚组二段砂体厚度及物性相同条件下，天然气沿开启性断层垂向运移优于侧向运移；③在陵水组三段与三亚组二段砂体厚度及物性不同条件下，半封闭性断层幕式开启导致天然气在断层两盘物性更好的陵水组三段砂体中存在幕式动态成藏过程。研究成果为宝岛凹陷北部断阶带的天然气输导体系与运聚过程研究提供理论指导，对琼东南盆地乃至南海北部深水深层油气勘探具有借鉴意义。
综合岩心、薄片、扫描电镜及各类实验测试资料，对鄂尔多斯盆地南缘泾河油田延长组长73页岩油开展地质特征分析及资源潜力评价。主要认识如下：长73页岩层系纵向上发育3套岩相组合，从底到顶依次为厚层凝灰岩夹薄层页岩组合、厚层页岩夹薄层凝灰岩组合及页岩、凝灰岩、粉细砂岩薄互层组合，反映了静水悬浮与重力流交互的混合沉积过程；有机质丰度高，TOC平均含量为14%，类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，成熟度R O值介于0.6%~0.8%之间，部分已进入主生烃期；凝灰岩夹层平均孔隙度为7.19%，宏孔占比高，是最有利的储层类型，其次为富有机质硅质页岩和黏土质页岩，页岩孔隙类型以粒间孔、粒内孔及晶间孔等无机孔隙为主；页岩总油含量高，S 1+S 2值平均为16.6 mg/g，游离油占比低，平均为32%，页岩油主要以吸附态赋存于黏土矿物或干酪根表面；初步估算研究区页岩油地质资源总量约为9.17×108 t，其中游离油资源量约为3.42×108 t，资源品位一般，总体属于中国石化页岩油资源评价标准下的Ⅲ类；研究区东北部页岩厚度大、有机碳含量高、成熟度高、生烃潜力大，是下一步重点勘探目标区。
页岩气的运移是页岩气富集过程中十分重要的地质作用，计算流体力学方法可研究页岩气运移现象。基于计算流体动力学原理，建立了包含地层倾角与物性要素的抽象物理模型，采用控制变量法查明了其对气体运移的控制作用；以四川盆地长宁地区典型页岩气藏剖面为研究对象，推导了实际地质条件下的页岩气藏古压力、古含气量演化数学方程，并将方程计算结果作为初始条件，采用流体动力学方法模拟了页岩气藏宏观动态演化过程。研究结果表明：地层倾角控制了层理面受到的正应力与顺层方向的气体压力梯度，地层倾角越大，地层层面上所受的压实越弱，顺层面方向上压力梯度就越大，气体运移能力就越强；气体在运移过程中总是沿着物性优势通道运移，通道与围岩物性级差越大，控制油气运移的作用就越强；长宁背斜页岩气运移主要受控于地层抬升，导致垂向扩散量相对较少，低部位气藏对高部位有侧向运移补给；天宫堂末次构造早期正断层活动导致下倾方向渗流损失较大，尽管后期逆断层抑制了垂向扩散损失，但气藏含气量仍然较低。
黔西地区龙潭组煤系页岩厚度大、有机质丰度高、含气性好，是中国南方重要的页岩气勘探目标层位。以区内大河边向斜龙潭组煤系页岩全岩样品和干酪根样品为例，开展场发射扫描电镜、气体吸附、XRD矿物成分分析、TOC含量测定及显微组分分析等实验，讨论了中低成熟度煤系页岩孔隙发育特征及其主控因素。结果表明：该页岩为低成熟—中成熟页岩（镜质体反射率为0.68%~0.95%），孔隙类型有无机孔、有机孔和微裂缝，其中无机孔主要包括粒间孔、晶间孔、粒内孔和溶蚀孔，有机孔包括气孔和残余胞腔孔，微裂缝主要包括构造缝、有机质演化异常压力缝、成岩收缩缝和贴粒缝。全岩样品孔体积介于0.004 6~0.039 7 cm³/g之间，干酪根样品孔体积介于0.016 5~0.102 0 cm³/g之间，页岩中干酪根对孔隙的贡献率大于矿物。黏土矿物、方解石、有机质丰度和成熟度等对页岩总孔隙体积影响较大，黏土矿物含量、有机质成熟度与页岩孔隙体积呈显著正相关；方解石含量、TOC含量与页岩孔隙体积呈显著负相关。有机质的存在会充填微裂隙以及中孔、大孔，低成熟—中成熟阶段是干酪根大量裂解生成油气的阶段，同时产生大量有机孔。黏土矿物和有机质成熟度导致页岩孔隙分形维数增大，孔隙结构复杂程度增加，TOC含量导致页岩孔隙分形维数减小，孔隙结构复杂性降低。
纳米红外光谱技术（Nano⁃IR）是一种结合原子力显微镜与红外光谱的新技术，可以对页岩内的有机质进行纳米尺度分子结构的研究，这项技术在微观地质领域有着广泛的发展前景。以Fort Worth盆地不同成熟度Barnett页岩为研究对象，基于总有机碳（TOC）含量测试、镜质体反射率测试、Rock⁃Eval分析、光学显微镜和扫描电镜（SEM）观察，明确Barnett页岩内显微组分类型、含量和赋存特征，在此基础上通过Nano⁃IR技术对不同显微组分分子结构之间的差异与演化程度开展研究。结果表明：Barnett页岩有机质主要由无定形有机质、藻类体、固体沥青与惰质体4种显微组分构成。无定形有机质与藻类具有较强的C=O吸收峰与脂肪链吸收峰，固体沥青的脂肪链吸收峰较为明显，惰质体内C=C吸收峰最强。同一显微组分微米—纳米尺度也存在分子结构的非均质性，其中藻类、无定形有机质和固体沥青较为明显，惰质体的非均质性并不显著。不同成熟度Barnett页岩样品中藻类、无定形有机质和固体沥青基本遵循着Ⅱ型干酪根的演化趋势，表明固体沥青的生烃母质主要来源于藻类和无定形有机质。
厘清泥页岩中不同纹层及纹层组合的特征，有助于更全面地认识泥页岩，并为页岩油气勘探开发提供新的视角。以渤海湾盆地东营凹陷沙三下亚段—沙四上亚段泥页岩为例，在全岩XRD及热解数据的基础上，结合常规薄片、显微组分观察、场发射高分辨率扫描电镜以及能谱等实验技术，从“源—汇”角度精准剖析了湖相泥页岩不同纹层中矿物和有机质的类型与化学特征，分析了各纹层的成因差异，探讨了不同纹层的油气地质意义。根据矿物和有机质的类型、含量及形貌特征，将纹层划分为泥质纹层、富有机质纹层、碳酸盐纹层和粉砂质纹层等4类基础纹层。其中，泥质纹层和富有机质纹层主要沉积外源黏土矿物和水生自生无定形有机质，通过吸附絮凝作用形成有机黏土复合体后沉降埋藏。隐晶碳酸盐纹层是由内源自生细菌、底栖生物席等生物直接或间接控制形成；而亮晶碳酸盐纹层的形成则与后期成岩作用相关。粉砂质纹层是外源惰性结构有机质和碎屑矿物在机械混合作用下的沉积产物。由于各纹层内矿物和有机质含量、性质以及成因的差异，不同纹层表现出不同的生烃能力、储集性和可压裂性：泥质纹层和富有机质纹层具有优质的生烃能力；亮晶碳酸盐纹层和粉砂质纹层具有较好的矿物结晶程度和强可压裂性；粉砂质纹层内发育大量孔缝，有利于油气运移和储集。此外，不同纹层在烃源岩中的相互重叠，组成了具有不同生储能力的多个微观“生储”结构，综合影响着岩层的生储潜力。其中，泥质—富有机质—亮晶方解石纹层组合具有高效的生烃潜力和较好的储集性及可压裂性，是优质烃源岩的重要微观组成。
四川盆地川西坳陷新场构造带须家河组二段（须二段）气藏气水关系复杂，已成为制约气藏高效开发的主要因素之一。通过分析该气藏气水分布特征，从构造、盖隔层分布、储层特征和油气运聚模式等方面，对气藏的复杂气水关系主控因素进行了研究。结果表明：新场须二段致密气藏气水分布横向上主要受储层强非均质性影响，储渗体间连通性差，局部构造高点和断缝体是油气聚集有利部位；纵向上被区域盖层和连续分布的隔层分隔为须二上亚段和须二中亚段2套相对独立的气水系统；受储层低孔低渗及孔隙结构差影响，每套气水系统都有较厚的（25~170 m）气水过渡带；储层强非均质性、盖隔层和断裂等多方面的影响导致2种气水分布模式，其中：断缝输导模式在须二上亚段具有较厚的气顶，底水主要分布于须二中亚段底部；源储接触模式在每套气水系统中均呈现为薄气顶、厚气水过渡带、底水的分布特征。气水分布模式的建立为该气藏的避水开发提供了依据，并指出构造相对高部位、近烃源断层、区域盖层及隔层下的气顶是开发的首选目标。
在致密砂岩气井压裂液返排和早期生产阶段，由于支撑剂回流和储层压降易于造成裂缝不同程度的闭合，从而导致产能的部分损失。为了分析这一关键问题，提出了用于预测压裂液返排和致密气藏早期开发产能的渗流—地质力学方程组完全耦合的半解析数学模型及求解方法，该方法可用于捕捉裂缝的动态行为并获取相关重要参数，以优化致密气开发策略。其中，结合致密气井普遍产水的矿场实际，建立了裂缝系统气水两相渗流方程组；根据裂缝表面不同受力关系，分别建立了人工裂缝与天然裂缝的力学方程，采用了裂缝开度与作用于裂缝壁面的接触应力间的非线性关系描述裂缝闭合；以迭代耦合方式求解渗流—地质力学耦合系统，采用了有限差分法对裂缝内流动求取数值解，获取裂缝的传导率初始分布，通过位移不连续法计算裂缝开度变化，并在渗流方程组中更新迭代以得到气水两相的流体压力与饱和度分布。将该模型与经典解析解及商业模拟软件的计算结果进行对比，验证了解的准确性。将其应用于鄂尔多斯盆地东缘某致密气田的实例井分析，研究表明：在返排及开发早期阶段，裂缝开度随着缝内压力降低而逐渐减小，在井筒射孔点、裂缝相交处、裂缝尖端更容易趋于闭合；由于裂缝成因不同，人工裂缝与天然裂缝有着不同的闭合机制，受支撑剂作用的影响，人工裂缝闭合程度要明显小于天然裂缝；通过拟合实测生产历史数据，能有效评估裂缝的关键参数。该研究对于综合利用早期生产数据准确预测气井产能及控压生产理念的提出具有重要的理论和现实意义。
从物理模拟、数值模拟和理论计算3个方面总结了边底水气藏水侵研究成果。在物理模拟方面，主要通过CT扫描、核磁共振、微观可视化和衰竭开采实验等手段研究剩余气形成机理及其分布特征，水相从高渗孔缝绕流进入低渗孔缝产生的绕流封闭气多存在于孔洞型储层，储层基质自吸水相产生的水锁封闭气多存在于孔隙型储层，气水界面能量最小化产生的卡断封闭气多存在于缝洞型储层。在数值模拟方面，对比了LBM和Level⁃set 2种方法的优缺点，通过LBM方法可研究毛管自吸、黏性耦合、湿相润滑及表观滑移等微观力学机制对气水两相渗流的影响，这4种作用效果越强，则气藏水侵越严重，采出程度越低，而Level⁃set方法侧重于描述气水界面的拓扑变化，当驱动压力达到一定阈值后，对应毛管中的气水界面开始运移，运移过程中毛管数>10-4时，气相不易发生卡断，剩余气相对集中。在理论计算方面，总结了适用于不同气藏的水侵量及动态储量计算方法，通过分阶段的流动物质平衡方法可使计算误差<3%。最后，总结了各类研究方法及现有研究成果的不足，建议今后的研究重点应包括提高储层描述精度、完善物理模拟相似准则、整合并量化各类研究成果、强化室内实验成果的矿场应用4个方面。
H5b小层是东海盆地西湖凹陷黄岩构造渐新统花港组目前的主力产气层，发育辫状河三角洲前缘亚相沉积，由于单一河道间的复杂叠置关系，导致储层非均质性和砂体动用情况复杂，当前对砂体间连通性的认识不足，亟需对H5b小层进行储层构型精细表征。常规地震属性分析技术往往多解性强，因而通过分频优选与RGB融合、储层构型模式指导、动态响应特征约束等手段，对研究区4、5级构型单元进行了精细表征。结果表明：①在海上稀井网条件下，分频RGB融合技术相比常规地震属性分析技术而言，混色显示的颜色差异与亮度变化使河道砂体边界和砂体厚度分布更加连续清晰，对构型单元的识别精度有显著提升，通过井震结合、水平井信息和平剖互动，佐证了其对于构型边界位置的识别精度达到了30 m以内。②将H5b小层分频优选出的23、35、60 Hz 3个单频数据体进行RGB融合，在该分频组所对应RGB颜色响应的有效砂厚区间内，响应砂厚与测井解释砂厚相关性高，R=0.799 9。③利用分频RGB融合技术在相沉积模式和构型模式的指导下，结合动态资料，在研究区内划分出5条5级复合河道构型边界，复合河道构型单元宽1 000~3 000 m，厚15~80 m；4级单一河道构型单元宽150~800 m，定性表征独立型和叠加型4级单一河道构型边界为不连通性边界，切叠型4级单一河道构型边界为半连通性边界。通过分频RGB融合技术精细刻画了研究区4级和5级构型边界，分析了不同构型边界的连通性特征，为该类气藏的剩余气高效开发提供了理论借鉴及技术支撑。
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